Методические указания компании (стр. 12 )

5.7. Совместимость с деэмульгаторами (для ингибиторов коррозии, используемых в системах нефтесбора). Оценку совместимости проводят по методике, изложенной в п. 10.10.

5.8. Массовая доля активного вещества. Определяется в соответствии с ТУ на реагент.

5.9. Требования безопасности. Должны соответствовать нормам ТУ на реагент.

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УПАКОВКИ, МАРКИРОВКИ, внешнего вида ТОВАРНОЙ ФОРМЫ ингибиторов коррозии

Требования по внешнему виду ингибиторов коррозии аналогичны требованиям по внешнему виду ингибиторов солеотложения. Методика аналогична изложенной в п.4.1.

5.2. Определение плотности товарной формы ингибиторов коррозии

Методика аналогична изложенной в п.4.2.

5.3. определение Температуры застывания

Требования по температуре застывания ингибиторов коррозии аналогичны требованиям по температуре застывания ингибиторов солеотложения. Методика аналогична изложенной в п.4.5.

5.4. определение Вязкости реагента

Требования по вязкости ингибиторов коррозии аналогичны требованиям по вязкости ингибиторов солеотложения. Методика аналогична изложенной в п.4.6.

5.5. определение Растворимости/диспергируемости реагента в минерализованной воде и нефти

5.5.1. Назначение. Общие положения

Назначение. Данное требование предназначено для определения растворимости/диспергируемости ингибитора коррозии в минерализованной воде и нефти.

Общие положения. Данное требование обеспечивает получение качественной информации о растворимости/диспергируемости ингибитора коррозии в минерализованной воде и нефти. Растворимость/диспергируемость ингибитора коррозии в минерализованной воде или нефти один из важных технологических показателей, отвечающих за наличие реагента в защищаемой среде. В зависимости от типа ингибиторов коррозии для водорастворимых требуется, чтобы реагенты были водорастворимыми, самодиспергируемыми, для нефтерастворимых – нефтерастворимыми, нефтедиспергируемыми.

Отбор проб. Производится аналогично п. 4.1.1.

5.5.2. Аппаратура и реактивы

1.  натрия хлорид по ГОСТ 4233;

2.  магния хлорид 2-водный по ГОСТ 4209;

3.  кальций хлористый ГОСТ 450;

4.  натрия сульфат по ГОСТ 4166;

5.  натрий углекислый кислый по ГОСТ 4201;

6.  барий хлористый 2-водный по ГОСТ 4108;

7.  кальций сернокислый по ТУ 6-09-706-76;

8.  Ксилол нефтяной по ГОСТ 9410;

9.  Керосин по ГОСТ 10227;

10.  Газойль каталитический по ТУ 38-301-19-31-91;

11.  колбы 2-1000-2 по ГОСТ 1770;

12.  вода дистиллированная по ГОСТ 6709;

13.  пробирки П 2-25-14/23 ХС по ГОСТ 1770 или пробирки П 2-20-14/23 ХС по ГОСТ 1770;

14.  Микрошприц типа МШ-1 по ТУ 6.2000 5Е2.833.105 ТУ.

Допускается использование реактивов и аппаратуры, выпускаемых по другой документации, квалификации не ниже указанной в данном подразделе.

5.5.3. Проведение испытания

Растворимость/диспергируемость в минерализованной воде

Определение растворимости/диспергируемости в минерализованной воде ингибиторов коррозии следует проводить аналогично методике, изложенной в п.4.7.

Растворимость/диспергируемость в нефти

В качестве модели нефти используется смесь керосина, газойля и ксилола в соотношении 1:1:1. Модель нефти в количестве 10 мл помещается в стандартную мерную пробирку, снабженную притертой пробкой. Образец ингибитора в количестве 200 мкл, что примерно соответствует его 2 %-ной концентрации, осторожно добавляется на поверхность углеводородов в пробирке с помощью микрошприца. Пробирка закрывается пробкой.

Содержимое пробирки перемешивается однократным переворачиванием. Оценивается способность реагента к образованию прозрачного раствора или дисперсии.

Если после однократного перемешивания содержимое пробирки остается прозрачным, то реагент считается нефтерастворимым.

Если после однократного перемешивания содержимое пробирки опалесцирует в проходящем свете, то реагент образует микроэмульсию и считается самодиспергируемым.

Если после однократного переворачивания пробирки реагент не образует раствор или микроэмульсию, то содержимое пробирки перемешивается более энергично пятикратным переворачиванием.

Оценивается способность реагента образовывать эмульсию.

Если после пятикратного перемешивания содержимое пробирки приобретает состояние, которое сохраняется не менее 12 часов, то реагент считается диспергируемым.

Если содержимое пробирки расслаивается в течение 1-12 часов, то реагент считается слабо диспергируемым.

В случае если после пятикратного переворачивания эмульсия либо не образуется вовсе, или расслаивается в течение 1 часа, то реагент считается недиспергируемым в нефти.

5.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ Коррозии

Одной из важнейших технологических характеристик применимости ингибиторов коррозии является их эффективность действия по предотвращению коррозионных процессов. Для ингибиторов коррозии защитный эффект должен быть не менее 90 %.

Оценку эффективности действия ингибиторов коррозии рекомендуется проводить гравиметрическим методом.

5.6.1. Назначение. Общие положения

Метод заключается в определении потери массы металлических образцов за время их пребывания в ингибированной и неингибированной средах с последующей оценкой эффективности защитного действия ингибитора коррозии (ИК) по изменению скорости коррозии.

Испытуемыми средами служат ингибированные и не ингибированные модельные пластовые воды, водно-нефтяная эмульсия и (или) водная часть водно-нефтяной среды.

5.6.2. Аппаратура и реактивы

Для проведения испытаний ИК гравиметрическим методом необходимо следующее оборудование, реактивы и материалы:

1.  ячейки для гравиметрических испытаний, обеспечивающие в течение времени испытаний стабильное поддержание и контроль параметров испытания, возможность продувки среды инертным газом с целью деаэрации и в дальнейшем насыщения сероводородом и (или) диоксидом углерода, введение ингибитора в среду, термостатирование.

2.  устройства для перемешивания испытуемой среды с варьированием скорости перемешивания.

3.  регулируемый источник диоксида углерода (блок подготовки газов БПГ-38, БПГ-37 или аналогичный прибор);

4.  диоксид углерода, ГОСТ 8050-85;

5.  ацетон, ГОСТ 2603-79;

6.  натрий хлористый, ГОСТ 4233-77;

7.  бикарбонат натрия, ГОСТ 4201-79;

8.  кальций хлористый, ГОСТ 450-77;

9.  магний хлористый, 6-водный, ГОСТ 4209-77;

10.  кальций хлористый обезвоженный, ТУ 6-09-4711-81;

11.  кислота соляная, ГОСТ 3118-77;

12.  вода дистиллированная, ГОСТ 6709-72;

13.  эксикатор, ГОСТ 25336-82;

14.  весы лабораторные, ГОСТ Р 53228

15.  бумага фильтровальная, ГОСТ 12026-76;

16.  пинцет;

17.  шлифовальные материалы.

5.6.3. Подготовка образцов

Для проведения испытаний рекомендуется применять плоские образцы (пластины) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 9.905-2007. Для того чтобы исключить, по возможности, влияние неоднородностей, общая площадь испытуемого образца должна быть как можно больше, с учетом соотношения объема испытуемого раствора не менее 20 см3 на 1 см2 площади поверхности образца.

Соотношение площади поверхности образца и его массы должно быть большим и способствовать максимальному количеству потерь металла от коррозии.

Поверхность образца шлифуют до шероховатости Ra не более 1,6 мкм по ГОСТ 2789-73 и обезжиривают ацетоном. Степень обезжиривания контролируют по полному смачиванию водой поверхности образца. После обезжиривания последующие операции с образцами необходимо проводить с помощью пинцета или фильтровальной бумаги.

Для активации поверхности образца его погружают на одну минуту в раствор 15 %-ной соляной кислоты, затем тщательно промывают проточной и дистиллированной водой, высушивают фильтровальной бумагой, упаковывают в неё, выдерживают в эксикаторе с влагопоглотителем в течение 24 часов и взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0001 г.

5.6.4. Среды для испытаний

В лабораторных условиях оценку защитного действия ингибиторов рекомендуется проводить в моделях пластовых вод нефтяного месторождения, так как замена пластовых вод модельными средами позволяет повысить воспроизводимость результатов испытаний.

Моделирование состава пластовой воды основывается на результатах химического анализа попутно-добываемых вод.

При испытаниях в двухфазных средах в качестве углеводородной фазы необходимо использовать нефть, отобранную с объекта ДО, для которого проводятся испытания. Проба нефти должна быть с содержанием воды не более 1%, содержание каких-либо химических реагентов не допускается.

Срок хранения модельной среды не более 5 суток.

5.6.5. Порядок проведения гравиметрических испытаний

Подготовленные образцы помещают в ячейку с испытуемой средой. Образцы должны быть жестко закреплены для предохранения их от вибрации и обеспечения свободного контакта с испытуемой средой. Время испытаний отсчитывают с момента помещения образцов в среду. Время испытаний образцов в ингибированной и не ингибированной испытуемой среде должно быть равным.

Испытуемую среду при проведении испытаний в водно-нефтяной эмульсии или в водной части водно-нефтяной эмульсии готовят следующим образом: в два стеклянных сосуда, снабженные перемешивающим устройством и нижним тубусом с краном, заливают нефть и модельную пластовую воду в соотношении, предусмотренном Программой испытаний, перемешивают в течение 5 минут со скоростью, обеспечивающей образование эмульсии. В один из сосудов дозируют исследуемый ИК и продолжают перемешивание в обоих сосудах в течение 30 минут, после чего в зависимости от Программы испытаний эмульсию отстаивают до разделения фаз и берут для испытаний водную фазу либо, не дожидаясь разделения фаз, помещают водно-нефтяную эмульсию в ячейки. При проведении испытаний в однофазной водной среде модельную пластовую воду помещают в ячейки и дозируют в них исследуемый ИК.

В соответствии с Программой испытаний испытуемая среда может деаэрироваться инертным газом (азот, гелий) и насыщаться сероводородом и (или) диоксидом углерода. Сероводород получают по ОСТ 39-099-79.